直流输电

受资源和气候环境等因素影响，光伏电站常常位于电网结构较为薄弱的地区。网架结构脆弱，短路容量小，容易形成接入末端弱电网的局面。同时，在偏远地区，弱电网，长距离传输，高压直流输电等各种因素结合在一起的时候
，也会给光伏电站的友好并网带来挑战。例如，当直流输电出现故障闭锁时，在直流输电故障点附近的光伏电站并网点会出现电压暂态尖峰，光伏电站必须对这种电网暂态现象具有良好的适应性。 当光伏电站并网点与远端

试运行。特高压基地配套新能源项目一期建设规模交流侧光伏3GW、风电2GW，光伏项目预计2020年930并网。 2019年7月，生态环境部批复了《雅中～江西800kV特高压直流输电工程环境影响报告书
800千伏特高压直流输电工程核准的批复》中明确，综合考虑通道电网电力平衡及调峰平衡、通道送电能力、新能源弃电率及火电利用小时等，拟配套火电8GW，新能源6GW。 根据《陕北～湖北特高压直流输电工程配套

输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。 因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划

输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时
，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。 因此，杜祥琬建议，能源与电力十四五规划应

，在风光EPC，光伏逆变器、TSVG、电能路由器、柔性直流输电和智能微网等领域，占据全球领先地位。公司高纯多晶硅年产能8万吨，位居世界第二。公司位列全球绿色公司200强第32位，2019全球新能源企业

，拥有自主知识产权核心专利技术208项，在风光EPC，光伏逆变器、TSVG、电能路由器、柔性直流输电和智能微网等领域，占据全球领先地位。公司高纯多晶硅年产能8万吨，位居世界第二。位列全球绿色公司200强

伏安;新增220千伏及以上输电线路长度24668千米、同比少投产5891千米;新增直流换流容量2200万千瓦、同比增加1700万千瓦。 六是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。前三季度

。 一是特高压投资成本高。公开资料显示，酒泉湖南800千伏特高压直流输电工程，线路长度2386千米，工程投资253.37亿元，平均约10公里需投资额1亿元。扎鲁特青州800千伏特高压直流输电工程，线路

，文23储气库一期工程进入全面注气阶段。电力通道建设扎实推进。核准陕北至湖北、四川至江西等特高压直流输电工程。全国首条跨省区配网联络线建成投运，打破浙沪跨省供电区域配网刚性隔绝。 前三季度，全国跨区

进入全面注气阶段。电力通道建设扎实推进。核准陕北至湖北、四川至江西等特高压直流输电工程。全国首条跨省区配网联络线建成投运，打破浙沪跨省供电区域配网刚性隔绝。前三季度，全国跨区送电4015亿千瓦时，同比